Presentación de Juan Pablo Saltre y Raquel Bierzwinsky sobre dos proyectos de Energías Renovables en Uruguay.

1. Caso Práctico:
Energías Renovables en Uruguay
Workshop Energías Renovables
Luft – Chadbourne
Julio 2016
Ventus Energías Renovables S.A. / Av. Libertador 5990 of 208 / Buenos Aires, Argentina / T. (+54) 11 5368 5844 / info@ventus.com.uy / www.ventus.com.uy

2. Caso Uruguay – Presentación Ventus
Ventus es una empresa de ingeniería de energías renovables
con fuerte foco en eólica que brinda servicios en todas las
etapas del ciclo de vida de los proyectos: desarrollo,
construcción y operación.
Actualmente cuenta con un equipo de más de 50
profesionales y con presencia en varios países de Latino
América: Uruguay (sede central), Argentina, Bolivia, Panamá,
Perú y próximamente en Colombia y México.
Vídeo Presentación Ventus
Principales antecedentes:
 100MW eólicos desarrollados y construidos en modalidad
EPC llave en mano en Uruguay.
 3 proyectos de Autogeneración Industrial construidos
(Textiles: Engraw; Blengio; Alimentos: Marfrig).
 Participación en proyectos por más de 800MW eólicos y
100MW fotovoltaicos.
 Evaluaciones Energéticas por más de 900MW.
Video con imágenes de la construcción de varios parques en
Uruguay.

3. Caso Uruguay – Mercado Eléctrico 1982 - 2017
o 1982
Entran en operación dos hidroeléctricas: Salto Grande y
Palmar
La generación hidroeléctrica promedio es el 300% de la
demanda de Uruguay (2.600GWh)
o 90’
Aumento de la demanda (6.000GWh en 1995)
Respaldo térmico para años secos en Argentina (25 vs
70)
o 2002 – 2005
Crisis Energética Argentina – no se renuevan contratos
de respaldo.
En 2000 la demanda alcanza la generación
hidroeléctrica media (7.500 GWh)
Crisis Energética en Uruguay. Alternativas:
Térmicas (Ciclos Combinados, Motores,
Ciclos Abiertos)
Renovables???
o 2007 – 2017
Licitaciones Renovables (2007, 2008, 2011 x 2)
2016: 900 MW eólicos operativos
80 MW solares operativos
2017: 1.500 MW eólicos operativos
200 MW solares operativos

4. Caso Uruguay – Potencia Instalada en el tiempo
El futuro de Uruguay
parecía ser térmico
Total: 1.835 MW Total: 2.005 MW
Total: 2.305 MW

5. Caso Uruguay – Potencia Instalada en el tiempo
En 2005 se pensaba que las renovables podían ser una ayuda marginal al problema, pero resultaron ser la
solución.
Total: 4.185 MWTotal: 2.445 MW

6. Caso Uruguay – Matriz Eléctrica 2018
Uruguay generará en un año de hidraulicidad media el 115% de su demanda en base a Energías
Renovables: hidroeléctrica de gran porte y ERNC.

7. Caso Uruguay – Licitaciones de ERNC
Eólica
En la segunda licitación de 2011 se presentaron oferta por 950 MW, con precio hasta 120 USD/MWh. De
las 14
ofertas no adjudicadas todas menos una aceptaron la oferta de UTE de igual el precio ganador. Se
contrataron 650
MW en una modalidad similar a un Feed-in Tariff.
Luego se ampliaron dos contratos de 50MW en un 100%, adjudicándose 100 MW.
UTE construyó por distintas modalidades 420 MW.
Fotovoltaica
En 2012 se lanza un llamado para la incorporación de energía fotovoltaica en dos tramos:
1) Plantas de hasta 50MW que deben adherir a un precio predefinido (Feed-in Tariff).
2) Centrales hasta 5MW que compiten por precio.

8. Caso Uruguay – Algunas consideraciones
Algunas razones del éxito de incorporación de ERNC en Uruguay:
o La incorpración de energías renovables se dio en medio de una crisis energética. Argentina se
encuentra en la misma situación.
o Al momento de incorporar energías renovables la tecnología había alcanzado una gran madurez.
o La madurez de la tecnología permitió altos rendimientos y bajos precios.
o El esquema de contratación fue simple y seguro.
o Offtaker = UTE = Estado Uruguayo.
o PPAs bancables
Algunos aspectos a mejorar:
o Reglamentación del Mercado Eléctrico que considere las ERNC.
o Componente Nacional.
o Más procedimientos competitivos.
o Limitación del mercado local – actualmente sobre invertido.

9. La corta experiencia de Uruguay de alta penetración eólica en el sistema eléctrico ha demostrado la caída
de algunos mitos:
1) La energía generada es de mala calidad y solo puede introducirse en forma parcial o marginal.
2) Es una tecnología de generación costosa.
3) Presenta variaciones de potencia horaria muy bruscas que la hacen ingobernable.
4) No tiene potencia firma asociada, o su equivalente: requieren gran cantidad de respaldo firme (1 MW
eólico = 1 MW térmico de funcionamiento flexible).
Caso Uruguay – Mitos de la Energía Eólica

10.  Parque Eólico Ventus 1 // 10 MW // Mercado Spot // Fideicomiso Financiero de Oferta Privada // 100%
Equity
 Parque Eólico Pampa // 140 MW // PPA // Fideicomiso Financiero Oferta Pública + UTE + Deuda LP
 Parque Eólico Arias // 70 MW // PPA // Fideicomiso Financiero de Oferta Pública + UTE + Deuda LP
Comparación Argentina con Uruguay
o Argentina posee un Mercado Eléctrico del orden de 10 veces el Mercado Eléctrico Uruguayo.
o Uruguay se asimila a Santa Fe o Córdoba en cuanto a superficie, cantidad de habitantes o consumo
eléctrico per cápita.
o La topografía y el clima de Uruguay no es diferente al de la Provincia de Buenos Aires o al de las
provincias centrales de Argentina.
Caso Uruguay – Algunos casos de financiamiento
Si Uruguay instaló en 10 años 1500 MW eólicos por qué la Argentina del 2025 no tendría 15.000 MW?

11. Gracias!
Juan Pablo Saltre
jsaltre@ventus.com.uy
www.ventus.com.uy
Ventus Energías Renovables S.A. / Av. Libertador 5990 of 208 / Buenos Aires, Argentina / T. (+54) 11 5368 5844 / info@ventus.com.uy / www.ventus.com.uy

12. Raquel Bierzwinsky
Socia, Chadbourne & Parke LLP
Julio 13 de 2016

13. ¿Por qué Uruguay?
• Estabilidad a nivel macro/país
• Clima de inversión
• Contrato de compraventa de energía eléctrica bancable
• Precios altos  hasta US$125 MWh para solar y US$65
para eólico
• UTE – Comprador  Historial de cumplimiento de
obligaciones de pago
• UTE, por decreto de ley, garantiza el pago de las
obligaciones que contrae en el PPA con todos sus bienes y
rentas y, en su defecto, responde subsidiariamente el
Estado.
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14. CONTRATO DE COMPRAVENTA DE
ENERGÍA ELÉCTRICA
• Plazo Límite de Instalación: Plazos largos (e.g., 3 años) y extensiones
• Potencia Instalada Habilitada igual o mayor al 96% de la Potencia
Comprometida
• Multa por incumplimiento y plazo de 6 meses para subsanar
• Se ejecuta la Garantía de Fiel Cumplimiento del Contrato del Vendedor
• Ejecución parcial y no terminación del Contrato si el proyecto logra una
instalación mínima de 30 MW
• Asegurarse que las penas convencionales del EPC cubren el pago de la
multa y el Servicio de la Deuda
• La Garantía de Fiel Cumplimiento del Contrato se libera:
• 80% en el momento en que la Potencia Instalada Habilitada alcanza al menos
el 96% de la Potencia Comprometida
• 20% al final del Contrato
• Liberación parcial si no se llega al 96%

15. CONTRATO DE COMPRAVENTA DE
ENERGÍA ELÉCTRICA
• Cesión del Contrato: Requiere acuerdo expreso de las partes, pero
UTE se compromete a no rechazar si es a un Generador
Substituto y se mantienen garantías de cumplimiento
• Generador Substituto:
• Empresa que cumple con requisitos técnicos de la licitación y
designada por los Acreedores como cesionario de todos los derechos
y obligaciones del Generador
• Cesión de los Derechos: Generador puede ceder y prendar los
derechos de cobro del Contrato sin previa autorización de UTE
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16. CONTRATO DE COMPRAVENTA DE
ENERGÍA ELÉCTRICA
• Definición de Acreedores / Organismos de Crédito:
Bancos y otras entidades que financien el proyecto y que han sido
debidamente notificadas a UTE
• Derecho de rescisión del Contrato por el Generador por falta
de pago de 4 facturas consecutivas ó 5 alternadas (sin
disputa)
• Obligación de UTE de notificar a los Acreedores de un
Incumplimiento del Generador
• Derecho de los Acreedores de subsanar en un plazo de 180
días a partir de la recepción de la notificación, directamente o
a través de un Generador Substituto
• Derecho de los Acreedores de ceder derechos a un
Generador Substituto
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17. CONTRATO DE COMPRAVENTA DE
ENERGÍA ELÉCTRICA
• Obligación de UTE de notificar rescisión del Contrato a los Acreedores
• Si UTE rescinde, pero no adquiere las acciones del Generador, el
Generador puede optar por vender en el mercado spot
• Incumplimiento en Pago por UTE: 10 días hábiles para subsanar
• Rescisión por el Generador:
• Transferencia de la Central y activos relacionados a UTE
• Contraprestación: Valor en libros de los activos no depreciados, basado
en los últimos estados financieros auditados del Generador preparados
conforme a NIIF, multiplicado por 1.25
• Consentimiento de los Acreedores para:
• Modificación del Contrato
• Reconocimiento del Generador de cambio en condiciones económicas o de
otro tipo que dificulte el cumplimiento del Contrato
• Rescisión del Contrato por el Generador
• Reconocimiento por el Generador de causal de terminación del Contrato
• Notificación de CFMM, incumplimiento de UTE, finalización del Contrato
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18. CONTRATO DE COMPRAVENTA DE
ENERGÍA ELÉCTRICA
• Caso Fortuito o Fuerza Mayor: 180 días consecutivos + 10 días de
notificación en caso de rescisión y derecho de los Acreedores de
subsanar
• Responsabilidad de las partes limitada al 100% del monto total del
contrato
• Legislación Aplicable: Uruguay
• Resolución de Disputas: Arbitraje de derecho – Reglamento de
Arbitraje de la Comisión de las naciones Unidas para el Derecho
Mercantil Internacional
• Disputas sobre precio y cambios en condiciones: tribunales locales
• Cambio en Ley y Cambio en Condiciones: Si resultan en excesiva
onerosidad en el cumplimiento del Contrato, se procede a la
revisión de las condiciones necesarias.

19. EPC y Financiamiento
• Wrap del EPC: Contratista encargado de construcción civil y eléctrica, más suministro
e instalación del equipo
• Back-to-back del Sponsor al Contratista de los módulos solares e inversores
• Pruebas de Ejecución: Régimen complicado que daba la oportunidad al Epecista de
optimizar el rendimiento del proyecto en un periodo de 2 años después de la
Aceptación Provisional
• El funcionamiento y rendimiento se probaba en 3 etapas: Aceptación provisional y
su primer y segundo aniversario
• Si no pasaba las pruebas, el Epecista debía pagar penas convencionales calculadas
con base en las deficiencias anticipadas en ese momento
• Para la Aceptación Provisional y su primer aniversario, el pago cubre una deficiencia
aproximada de un año (hasta la próxima fecha de pruebas). En el segundo
aniversario, el pago cubre una deficiencia de +10 años.
• El Epecista no se encontraba en incumplimiento hasta que (i) el pago de las penas
convencionales no excediera los techos de responsabilidad del Epecista bajo el EPC
y (ii) se pagaran penas convencionales bajo el PPA.
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20. EPC y Financiamiento
• Las penas convencionales (Performance LDs) se sujetaban a un “true-up” al
momento de la segunda y tercera prueba. Si el rendimiento medido durante el año
anterior era peor que el anticipado con base en las penas convencionales
anteriormente pagadas, penas convencionales adicionales debían pagarse por el
Epecista. Si el rendimiento era mejor, parte de las PCs pagadas anteriormente se
le devolvían al Epecista.
• Problema #1: Los Acreedores temían que este régimen permitiría al Epecista y al
Deudor continuar con la construcción de un proyecto con potencialmente muy bajo
rendimiento.
• Solución #1: Se acordó un nivel mínimo de rendimiento de 95% del rendimiento
anticipado, por debajo del cual el Epecista estaría en incumplimiento, a fin de
garantizar un rendimiento acorde con el PPA.
• Problema #2: Los Acreedores temían de la posible obligación de reembolso del
Deudor al Epecista y querían asegurar que el proyecto tuviera suficientes fondos
para hacer dicho reembolso, además del pago de costo operacionales y la deuda.
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21. EPC y Financiamiento
• Solución #2: El requerimiento del 95% de rendimiento anticipado mitigó parte de
este riesgo, pero los Acreedores optaron por retener fondos en las cuentas del
proyecto para asegurar estos pagos:
• El pago de los Honorarios por Desarrollo (Development Fee) se aplazó hasta
después de las pruebas en el 2o aniversario de la Fecha de Aceptación
Provisional
• Se creo una cuenta de pagos extraordinarios para depósito de estos pagos, los
cuales se liberarían al Epecista únicamente con la certificación del Ingeniero
Independiente. Si no, serían aplicados al pre-pago de la Deuda.
• Problema #3: La tarifa del PPA sería reducida por (i) retraso en la construcción que
resultara en retraso en el Plazo Límite de Instalación o (ii) e incumplimiento con el
requerimiento del 20% mínimo de contenido nacional. Esta penalidad sería cubierta
por el Epecista, pero la PC estaba sujeta a un techo individual y uno agregado.
• Solución #3: Todos los pagos de penas convencionales bajo el EPC se depositan en
una cuenta controlada desde la cual se harían pagos de las penalidades bajo el
PPA. Además, se acordó que el techo agregado no aplicaría a la PC por contenido
local. Los Acreedores se quedaron satisfechos con el techo individual.

22. EPC y Financiamiento
• Problema #4: Cualquier orden de cambio le daba derecho al Epecista a un
ajuste en el valor del Contrato más un 10% adicional del valor del ajuste
realizado. El Epecista podría rehusar una orden de cambio bajos ciertas
circunstancias, incluyendo si resulta en un incremento del precio del
contrato mayor a “X”% o si impactaba el itinerario de construcción por
más de “Y” días.
• Problema significativo para los Acreedores, pues no había seguridad en
los costos del proyecto y no era claro de dónde saldrían los fondos para el
pago de estas cantidades, ya que los Promotores no estaban dispuestos a
cubrirlos.
• Solución #4: Se modificó la cláusula de manera que, si el cambio estaba
fuera del control del Deudor (e.g., caso fortuito o fuerza mayor, cambio en
la ley, descubrimiento de restos arqueológicos) el Epecista (i) no podría
rehusar la orden de cambio y (ii) no tendría derecho al 10% adicional.

23. Recurso Limitado a los Promotores
• El Promotor principal no contaba con fondos suficientes para cubrir el
nivel de apalancamiento durante construcción y buscó la inversión de un
fondo
• El fondo realizó un préstamo subordinado para capital
• Cambio de control: se permitió la cesión de acciones al fondo en caso de
un incumplimiento en el pago de la deuda subordinada
• Obligación de los promotores de contribuir fondos pari passu con los
desembolsos de la Deuda. Se requirió de ambos Promotores la entrega
de garantías líquidas (cartas de crédito) para garantizar estas
obligaciones